УДК 622.276
Закиров С.Н., Аникеев Д.П.
ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И АЛГОРИТМЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ
Аннотация
В статье показано, что переход к 3D компьютерному моделированию остро поставил вопрос о качественном определении параметров пористых сред по всему объему моделируемого пласта. Одним из важных параметров при этом являются относительные фазовые проницаемости (ОФП) в пластовых условиях. Типичной является ситуация, когда для крупного месторождения выполнены тысячи определений неактуальных открытой пористости и абсолютной проницаемости на кернах. При этом по результатам лабораторных исследований определено всего несколько пар ОФП при тех или иных допущениях. Часто ОФП вообще не замеряют, а принимают по аналогии. Существуют немалые технические проблемы с исследованием, например, кернов, отобранных из трещиновато-пористых коллекторов.
В статье рассмотрены подходы к определению ОФП для различных моделей пласта за счет принудительного создания многофазного течения около ствола скважины. Описан принцип проведения исследований, и изложен используемый для обработки результатов математический аппарат. Приведены результаты практического применения данных подходов.
Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин, многофазный приток, относительные фазовые проницаемости, 3D гидродинамические модели, обратная задача.
Zakirov S.N., Anikeev D.P.
WELL TESTING TECHNOLOGIES AND ALGORITHMS FOR ITS RESULTS INTERPRETATION
Abstract
Transition to 3D computer modeling has sharply raised the issue of qualitative determination of porous media parameters throughout total volume of reservoir modeled. One of the most important parameters are relative phase permeabilities (RPP) at reservoir conditions. A typical situation for a large deposit is often characterized with thousands of irrelevant open porosity and absolute permeability measurements made on cores. At the same time, according to special core studies, only a few pairs of RPP are routinely determined, often under certain assumptions. Unfortunately, quite often RPP are not measured at all, but are taken by analogy. In addition to the above reasons, there are considerable technical problems with studying, for example, cores from fractured porous rocks.
In this article corresponding approaches to determination of RPP for various reservoir models are considered basing on forced multiphase flow nearby a wellbore. The article describes principles of conducting testing procedure, outlines mathematical apparatus applied to process data for assimilating it in 3D model and presents certain results of practical application of mentioned approaches.
Keywords: well testing, multiphase inflow, relative phase permeabilities, 3D flow models, inverse problem.
DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2018-21.art16
Полный текст статьи в формате PDF